电力跨省跨区交易是对接我国西部清洁能源生产基地和东部负荷需求中心的关键平台，在能源清洁低碳转型中作用重大。例如，宁夏、新疆的“风光”点亮浙江、安徽的灯火，其中前两者为送电省、所发电量为外送电，后两者为受端省、所受电量为外来电，特高压为输电通道。

随着新一轮电改步入“深水区”，全国统一电力市场体系建设提速，更大范围优化配置电力资源的需求日渐迫切，而要促进跨省跨区交易更加顺畅，化解外来电进入电力市场 （以下简称“外来电入市”）的各种矛盾势在必行。

省内交易和跨省跨区交易

现阶段我国电力市场化交易按交易区域可划分为：省内交易和跨省跨区交易。二者都是通过市场化手段实现电力资源的优化配置。

省内交易由各省电力交易中心组织，电力市场化局限于本省。交易主体主要包括在交易中心注册的省内电厂、售电公司和用电企业。省内交易某种程度上打破了当地电网的供电垄断，还当地电力用户和电厂“市场选择权”。但因我国电力资源与电力消费地区分布不平衡“西部电多用电少、东部电少用电多”，相对来讲供求主体选择权依旧有限、收益有限、资源优化配置的作用有限。

而跨省跨区交易则是期望通过进一步扩大市场交易范围，利用市场手段实现更广阔的“电力资源共享，用电市场共享”，从根本上促进电力资源大范围优化配置和清洁能源消纳。不过，跨省跨区市场化交易落地较省内交易困难得多、复杂得多。除了政策上有力支持跨省跨区交易，实质放开省间主体交易限制以外，也依赖于更坚强的电力通道保障、更先进的电网调度能力支撑，更合理的价格机制、更高效的市场化交易组织等。

跨省衔接不易，市场机制待完善

对于跨省跨区电力市场机制的完善，山西新兴电力市场研究院副理事长王正通分享，山西2022年迎峰度夏时省间现货价格非常高，使得很多火电厂省外送电积极，省内送电缺乏积极性，对调频等基础服务产生影响，跨省电力现货市场和省内电力现货市场缺乏合理衔接机制，需要优化。

省间辅助服务费用分摊机制也有优化空间。王正通认为，目前送端省所有辅助服务尤其是外送部分辅助服务费用都由省内用户承担，受端省只承担电能量价格。他说，特别要注意有些送端省经济本身比较弱，用户单一附加值较低，跨省电力市场应该尽快完善辅助服务机制，让出力者获利，让获益者承担。

他认为，还需要注意市场建设进度问题。目前各省现货市场建设进度差异较大，一些受端省份没有现货市场，价格无法传导，购售双方价格差异非常大，这之间的价格差异是省间市场矛盾比较大的地方，相信随着电力市场发展会逐步解决。

北京电力交易中心研究室主任刘硕认为，需要进一步推动省间省内市场融合，要将省内市场各类条件、以及省内市场运行起来的约束条件整体提炼出模型在省间开展出清和市场组织工作，“可能市场主体将来不用再区分是参与省间市场还是省级市场，而是申报真实用能需求和发电需求，通过市场机制形成省间和省内的结果。”

刘硕提醒，省间省内融合很多时候不单是技术处理问题，要考虑我国经济管理模式，以省为主体平衡需求。在省内省间市场融合时，政府层面有很多问题需要沟通和协商。张晓斌认为，建市场时，无论是中长期市场还是现货市场，要尊重国情、网情、省情，做到统筹兼顾。

北京清大科越股份有限公司高级副总裁匡洪辉说，希望跨省交易进一步打通之后，可以有合理的市场化价格传导机制，在电力供应偏紧时让电价承受能力更强的企业有更多选择的权利。

如何兼顾送受两端和通道方利益？

如何既让送电省满意、又让受端省称心、还要保证通道利用率，是当前外来电入市的难。张骥认为，如果外电来入市的电量和电价全由市场决定，那么没有经济性的输电通道利用率会大幅下降甚至闲置，沦为沉没资产。

山西某发电企业人士表示，若以保证通道利用率为前提，则会冲击送、受两端电力市场。“比如在受端省现货市场的低价时段，供过于求不需要外来电。但为保证通道利用率，很多时候只能强送。这种情况下，就需要受端省本地电源为外来电让路，放弃本省的低价电而高价购买外来电，导致本地大量机组停机备用，产生高额的辅助服务补偿费用，且由受端省承担。”

据了解，送电省供需相对紧张时，也会出现“一边有序用电、一边外送电量”的情况，但上述这些问题并非外来电入市导致，而是市场通过价格暴露了这些问题。另外，可再生能源消纳权重考核如何平衡等，都是外来电入市的博弈点。

此外，外来电入市后带来的超额利润如何分配也是争论点之一。浙江电力行业人士指出：“国家发改委去年发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，送、受两端省份煤电机组电价各上涨20%，但送电省基准价低于受端省且‘风光’和水电价格不变，由此导致部分地区价差扩至0.1元/千瓦时以上。”

“假设送电省基准价0.3元/千瓦时，上浮20%后电价为0.36元/千瓦时。受端省基准价为0.4元/千瓦时，上浮20%后为0.48元/千瓦时，价差由0.1元/千瓦时变为0.12元/千瓦时，这0.02元/千瓦时即为超额利润。受端省希望按照实际价值购电，外送省则希望按照市场价格售电。”该人士解释。

那么，到底该如何有效推动外来电入市？

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，难点在于计划仍凌驾于市场之上。“计划掩盖了许多应在市场建设中解决的问题，所以需要改变计划和市场的从属定位，以体制改革推动机制完善、健全电力市场体系、从事后分摊转向事前契约构建。”

冯永晟进一步指出，外来电的价值在于扩大资源配置范围，并提升配置效率，尤其是外来电中具有高比例清洁能源时更值得鼓励。“不过外来电的‘外来’属性以满足地方需求为前提，用多少、怎么用，首先要考虑受端用户的实际需要。外来电并非凌驾于地方电力市场之上的存在，而是电力市场的一部分，无论哪种模式的跨省跨区交易，都是最基本的市场结构要求。”

上述山西发电企业人士表示，如何理顺政府和市场的关系、兼顾市场主体的利益、扫清区域电力市场建设的障碍，亟需主管部门“出面”。“国家能源局自2020年起就针对跨省跨区电力交易与市场秩序进行了专项监管，当前还需构建监督闭环机制，督促政策进一步落地。”

技术方面，浙江电力行业人士指出，跨省跨区市场化交易改变了输送通道的潮流和方向，对电网安全稳定运行会有影响，但都能通过技术手段解决，基本方向还是推动外来电直接参与市场，即发用双方直接点对点交易。“试点先行，相信解决外来电入市的难题，将在全国统一电力市场体系建设过程中找到答案。”